Практические занятия 2009

НИ

истирания о штанги. При движении штанг вверх-вниз из-за несоосности

талевой системы и скважины износ в месте соединения планшайбы трубами

усиливается, что может служить причиной падения в скважину колонны труб

при подъеме планшайбы.

Г

Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными

электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов

нередко происходит в процессе эксплуатации скважин.

А

Аварии с ЭЦН можно группировать следующим образом:

- обрыв насосно-компрессорных труб;

ка

- обрыв кабеля;

- обрыв соединений компенсатора;

- обрыв соединений насоса;

- обрыв соединений протектора.

е

Одна из основных причин обрыва насосно-компр ссорных труб при

эксплуатации скважин с ЭЦН – вибрация колонны. При э ом возможны

радиальные перемещения нижней части колонны

руб. Коррозионно-активная

и

среда, особенно при наличии в продукции скважины сероводородат

,

способствует разрушению труб.

л

Анализ данных об авариях с ЭЦН показываето, что более 90 % всех аварий

с ЭЦН составляют обрывы насосно-компрессорных труб и кабеля.

б

В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб на

забой падает комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля,

как правило,

и

кабеля в скважине оказывается больше, чем труб. Эта авария является наиболее

сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собой фланцами при помощи шпилек.

Обрыв этих соединений происход т в основном по следующим причинам:

- при сборке и спуске ЭЦН в скважину шпильки фланцевых соединений

затягиваются недостаточно равномерно. При вибрации установки во время ее

ая

работы происходит раскреплениеб

некоторых из них, вследствие чего вся

нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки

обрываются и узел ЭЦН п д ет на забой;

н

- коррозионное р зрушение шпилек фланцевых соединений приводит к

ослаблению послед их;

- конструктив ое

есовершенство соединения.

Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов

ловильных работ. Особенно осложняет ловильные работы наличие в скважине

р

кабеля, металлическихн

поясков и защитных кожухов установки.

При механизированном способе добычи нефти известны различные меры

и методы п едупо еждения аварий и осложнений.

Для предотвращения истирания труб

штангами рекомендуется

к

укорачива ь или удлинять подвеску на одну-две трубы при каждом ремонте

е

с важиныт. Это позволяет изменить место контакта (истирания) штанг с

трубами, следовательно, повысить срок службы последних.

Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и

Э

по ета насосно-компрессорных труб необходимо при спуске и подъеме штанг

на муфту планшайбы установить ниппель-воронку, центрирующую колонну

л

101

НИ

штанг и при каждом ремонте скважины ревизировать, а при необходимости

менять присоединительный патрубок планшайбы. Для предотвращения

обрывов труб при эксплуатации скважин с ЭЦН необходимо в нижней части

труб установить виброгасящее устройство.

Г

При наличии в продукции скважины коррозионно-активных компонентов

А

следует применять ингибиторы коррозии, высоколегированные трубы,

антикоррозионные защитные покрытия оборудования, применять материалы в

коррозионно-стойком исполнении и т.д.

Основными причинами аварий при текущем и капитальном ремонтах

скважин являются нарушение технологии ремонта, использование

неисправного оборудования и инструмента, несоответствие применяемого

е

инструмента условиям работы, конструктивные недостат и оборудования и

инструмента и др. При текущем ремонте скважин наибольшее число аварий

происходит при спускоподъемных операциях. При подъемекаколонны труб с

центробежным электронасосом, вследствие отставания электрического кабеля,

образуется

сальник,

что приводит

к прихвату колонны труб.

Основными

и

причинами этого являются слабое закрепление предтхранительных поясов и

недостаточное их количество,

наклонность

ствола

скважин,

превышение

л

скорости подъема и пр. Прихват труб с электроческим кабелем - сложная

авария, и в ряде случаев ликвидировать ее невозможно.

Для

предупреждения

б

кабеля

погружного

прихватов

электроцентробежного насоса

его

и

нео ходимо

прикреплять

к

насосно-

компрессорным трубам предохранительными поясами в соответствии с

инструкцией завода. Скорость не должна превышать 0,5м/с при спуске и

подъеме.

В случае отставания ка еля, о разование сальника можно предотвратить

вращением вправо веей подвески на талевой системе.

При этом отстающий

ая

кабель, наматываясь на трубы, «подтягиваетсяб

». Эту процедуру рекомендуется

повторять при каждом «начале» отставания кабеля.

При подъеме колонны труб с

ЭЦН, вследствие прихвата

последнего,

н

происходит обрыв в соединениях насоса или труб и падение их на забой. При

подъеме глубинноасос ых штанг со сработанными муфтами штанги выходят

из вкладыша элеватора и, падая, ударом обрывают колонну насосно-

компрессорных труб.

Наиболее характерными авариями при текущем и капитальном ремонтах

р

скважин являютсян

прихваты. При промывке песчаных пробок прихваты

возникают в сн вном из-за нарушения технологии: недостаточный расход

восходящего потокао

жидкости ввиду неправильного подбора технологических

труб, наличия в компоновке оборудования (пакеров, якорей, пауков и т.д.),

к

прекращение подачи жидкости в процессе промывки по причине выхода из

е

строя промывочногот

агрегата и пр.

М ры предупреждения прихватов при промывках:

- оптимальное сочетание диаметров технологических

труб и

Э

эксп уатацион-ной колонны (табл. );

л

- использование для промывки пера, пера-воронки;

102

Э

103

При износе вкладыша трубного элеватора появляется дополнительная

нагрузка на затвор, что может привести к самопроизвольному его открыванию

и падению труб на забой, что предупреждается своевременной отбраковкой и

заменой элеватора.

Аварии

могут

происходить

вследствие неполного

захвата штропами

НИ

проушин элеватора или плохого запирания его замка из-за невнимательности

или

усталости исполнителя.

Необходимо

оптимальное сочетание

режимов

труда и отдыха персонала.

Г

Для предотвращения аварий необходимо повышать квалификацию ИТР и

А

рабочих, систематически обучать их передовым технологиям ремонтно-

восстановительных работ, изучать техническую характеристику и назначение

применяемого оборудования и инструмента

7.1.3. Оборудование и инструмент для ликвидациика аварий и

технологии их применения

е

т

Продолжительность ремонта скважин зависит от вида аварий,

правильного выбора технологии ловильных, фрезерныхо

работ и

подбора

соответствующих

скважинных устройств

и

инструмента,

от квалификации

ремонтной бригады.

и

В

практике

ведения

аварийно

восстановительных

работ встречается

л

огромное количество инструментов и приспособлений для ликвидации аварий.

Зачастую

для

ликвидации

авар й

на

конкретной

скважине изготавливается

б

индивидуальный инструмент и лов льное оборудование исходя из конкретных

скважинных условий и характера аварии.

и

Рассмотрим основные приспосо ления и инструменты для проведения

аварийно восстановительных работб.

Колокола ловильные К предназначены для захвата с последующим

извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-

компрессорных труб путем н резания резьбы на их наружную поверхность.

н

н

ая

Колокола ловильные изготовляют в двух видах:

о

колокола несквозные К и колокола сквозные КС .

Несквозные

колокола

предусматриваются

в

трех исполнениях: гладкие, с воронкой, выполненной

р

за одно целое с колоколом, и с резьбой под воронку.

т

Сквозные колокола изготавливают двух типов:

к

гладкие с переводником и с резьбой под воронку.

на

Для

присоединения

к

бурильной колонне

е

А

А

верхнем

конце

колокола

имеется

резьба,

соответствующая замковой резьбе бурильных труб. В

нижней части

колокола

на

внутренней

конусной

л

А-А

поверхности нарезана ловильная резьба специального

профиля конусностью 1:16, по всей длине ловильной

резьбы открыты продольные канавки для создания

104

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

режущей кромки и выхода стружки при нарезании резьбы колоколом.

Для улучшения условий врезания колокола в ловимый объект передние

грани его продольных канавок выполнены под углом 30. На наружной

поверхности нижнего конца колокола предусмотрена резьба для присоединения

к нему направления.

НИ

Колокола

изготавливают

правыми и левыми. Правые колокола

применяют

для

извлечения

колонны

правых

труб

Г

целиком и левых труб по частям (отворачиванием);

левые колокола – для извлечения колонны левых труб

целиком и правых труб по частям.

А

Колокол выбирается после получения полной

информации о характере аварий по данным

обследования состояния ствола скважины и

аварийного оборудования в скважинека. В зависимости

от

величины

зазора

между

е

стенкой

колонны

и

наружным

диаметром

оборудования

аварийного

определяется

не бходимтсть

центрирующего

приспособления.

При

обследовании скважины

изучается

состоян

е

о

«головы»

аварийного

оборудования,

т.е.

степень

его

поврежденности для

и

возможности за ав ивания колоколом.

л

Колокола ловильные сквозные КС обеспечивают

пропуск сквозь корпус оборванного или безмуфтового

б

конца лов мой трубы с последующим захватом путем

нарезания резьбы на наружной поверхности замка или муфты. Эти колокола

и

также изготовляют левыми и правыми. Ловильная резьба аналогична резьбе

несквозных колоколов К.

б

Метчики ловильные

Метчики типа

МЭУ и МЭС

предназначены для захвата и извлечения

оставшейся в

скважине колонны насосно-компрессорных труб,

ая

ока чивающихся муфтой. Метчики ловильные выпускаются в

четырех

н

видах:

метчики

МЭУ

(метчик

эксплуатационный

у иверсальный) и МЭС (метчик эксплуатационный специальный),

и

метчикин

МБУ

(метчик

бурильный

универсальный),

и

МСЗ

(метчик специальный замковый).

о

Корпус метчика изготовлен в виде усеченного корпуса,

на

верхнем конце которого имеется внутренняя замковая резьба для

к

т

р

с колонной

бурильных

труб,

а

на нижнем

–

е

свинчивания

ловильная.

всего

конуса

ловильной

резьбы

предусмотрены

л

Вдоль

продольные канавки для выхода стружки при врезании метчика в

тело трубы, грани которых на режущей части выполнены под

углом

50.

Ловильная

резьба

универсального

метчика

имеет

105

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

НИ

специальный профиль конусностью 1:8. Резьба метчика подвергается

цементации с последующей закалкой и отпуском

При

работе

метчиком

в

скважине

большого

диаметра

применяются

Г

центрирующие приспособления, облегчающие ввод метчика в ловимую

колонну.

Центрирующие приспособления (направление,

направление

с

А

вырезом) крепятся к специальной головке, присоединяемой к метчику.

Универсальные и специальные метчики для колонны насосно-компрессорных

труб изготавливают без резьбы под направление.

Метчики изготавливают правыми и левыми. Ловильная резьба

специальных метчиков имеет профиль и размеры резьбы соответствующей

насосно-компрессорной трубы

(гладкой

или

высаженной).

В остальном

е

специальные метчики не отличаются от универсальных. Принцип действия

универсального и специального метчиков одинаковый. При работе правым

специальным метчиком происходит свинчивание его с муфтойкаловимой трубы;

при работе левым - прорезание резьбы муфты ловимой рубы и одновременно

свинчивание метчика с ловимым объектом.

и

бследованият

Метчики

выбираются

после тщательн го

скважины

и

определения состояния верхнего конца ловимого объекта.

Перед спуском в

л

метчика для выявления

скважину проверяется (визуально) ловильная резьбао

возможных дефектов.

б

Перед спуском в скважину к метчику присоединяют направление (если

это необходимо). При этом замеряют расстояние Ответ: торца воронки до торца

и

метчика, величину захода (расстояние от торца метчика до места крепления его

с инструментом) и проверяют соответствие диаметра направления диаметру

скважины.

Метчик

на

колонне

урильных

труб

спускают

в

скважину

и

останавливают в 10 м до верхней части аварийной колонны. Восстанавливая

ая

циркуляцию, нащупывают верхнийб

конец аварийного объекта, что

определяется по индикатору веса.

Не прекращая циркуляцию и медленно вращая колонну бурильных труб,

н

метчик вводят в ловимые трубы. При попадании в них метчика увеличивают

давление на наг етатель ой линии. Если при вращении метчика, т.е. при

врезании в ловимые трубы, давление резко поднимается, это значит, что через

башмак аварийных труб не восстанавливается циркуляция. В невозможности

восстановления

циркуляции

допускается

врезание

метчика

без закачки

р

жидкости, но б леен

медленным вращением инструмента для установления

температурн го режима.

В езаниеоп оводят под начальной осевой нагрузкой 0,15 - 0,2 кН, после

этого осевую нагрузку постепенно увеличивают до 0,4 кН и закрепляют метчик

к

до о каза. Признаком нарезания служит снижение нагрузки. Расхаживанием

е

извле аютт

трубы на поверхность. Если ловимые трубы, вследствие прихвата

или других причин, не могут быть подняты целиком на поверхность, то подъем

Э

н обходимо произвести по частям, используя левый инструмент.

л

106

Метчики для

бурильных

труб

МБУ

(универсальные)

НИ

и МСЗ

(специальные). Эти метчики имеют конструктивные особенности, а порядок их

применения, аналогичен описанным выше.

Г

В отличие от метчиков для насосно-компрессорных труб

метчики для колонны бурильных труб изготовляют с резьбой

А

под направления. Ловильная резьба универсального метчика

имеет специальный профиль конусностью 1:16. Методы

ликвидации аварий с бурильными метчиками такие же, как и с

ка

метчиками для насосно-компрессорных труб.

Для бурильных труб рекомендуется крепить метчик при

нагрузках 0,3-0,4 кН, а в остальных случ ях, в з висимости от

е

0,5-0,7 кН.

материала трубы, можно нагрузку довести до

Труболовки вну ренние плашечные

и

По назначению и характеру захвата труб л вкит

бывают внутренними

(захват за

внутреннюю

поверхность

насосно-компрессорных

труб)

и

л

освобождающимися и

наружными, а по принципу работы –о

неосвобождающимися.

б

Стандартом предусмотрен выпуск труболовок ТВМ девяти

типоразмеров. Труболовки ТВМ разработаны в двух исполнениях:

и

ТВМ-1 (исполнение1) – упирающиеся в торец захватываемой

колонны труб и ТВМ -2 ( сполнение 2) – заводимые внутрь

захватываемой колонны труб на любую глубину Труболовки ТВМ-

114 выпускаются в о оих исполнениях и имеют конструктивные

отличия

ая

Труболовки плашечныеб

типа ТВМП60 -1, ТВПМ73-1,

ТВПМ89-1,

ТВПМ102-1 и ТВПМ114-1 (исполнение 1)

предназн чены

для захвата

за

внутреннюю

поверхность

и

н

последующего извлечения трубчатых элементов колонн при

проведе ии

ловильных работ в нефтяных, газовых и

геологоразведочных скважинах.

Труболовка состоит из корпуса, переводника, наконечника,

плашек, плашкодержателя и механизма освобождения.

р

Захватн

ловимой колонны осуществляется при подъеме

труб л вки за счет перемещения плашек по наклонным пазам типа

к

т

«ласточкино

хвост» корпуса и заклинивания между корпусом и

внутренней

поверхностью трубы.

Синхронизация перемещения

е

плашек

относительно

корпуса

труболовки

обеспечивается

наличием плашкодержателя, выполненного в виде патрубка с

л

радиальными пазами, в которых располагаются плашки, и

установленного на корпусе с возможностью ограниченного осевого

Э

перемещения.

Верхняя

часть

плашкодержателя

закреплена

в

нижней муфте механизма освобождения, служащего для перевода и

107

НИ

фиксации плашкодержателя вместе с плашками в крайнем верхнем

относительно корпуса положении, при этом плашки не имеют контакта с

аварийной

колонной.

Механизм

освобождения

приводится

в действие

Г

перемещением труболовки вниз до контакта верхнего торца ловимой колонны с

нижним торцом муфты механизма освобождения и последующим вращением

труболовки.

А

После тщательного обследования скважины, определения характера

аварии и состояния верхнего конца аварийного оборудования выбирают

соответствующие труболовки и центрирующие приспособления (если они

необходимы).

Перед спуском труболовки ТВМ-1

в скважину необходимо проверить

е

работу механизмов захвата и освобождения. Для этого труболовку

устанавливают в вертикальном положении и перемещают плаш одержатель от

руки возвратно-поступательно. В верхнем полож нии

каплашкодержателя

плашки должны утопать в его окнах, перемещение должно быть плавным, без

заедания. Затем корпус вращают (по часовой стрелке - для левой труболовки,

и

против часовой стрелки -для правой труболовки) до техт

пор, пока фиксатор не

выйдет из зацепления с корпусом. При этом плашкодержатель переместится в

л

крайнее верхнее положение и зафикс рует оплашки в освобожденном

положении.

б

При вращении корпуса против часовой стрелки для левой и по часовой

для правой

труболовки

фиксатор

упирается

в

нижний

торец

крышки

и

и

труболовка приводится в рабочее положение.

Ловильные

работы

труболовкой

проводят

в

следующей

последовательности.

Труболовку

на

колонне

урильных

труб спускают в скважину без

вращения во

избежание

сра атывания

механизма

фиксации

плашек

в

ая

б

освобожденном положении.

За 10 м до верхнего конца аварийного объекта восстанавливают

циркуляцию

и

с

промывкой

доспускают

труболовку до верхнего

конца

н

аварийного оборудов ния. Строго следя за показаниями индикатора веса,

медленно вводят инструме т внутрь ловимых труб, фиксируют момент посадки

инструмента. Рекоме

дуется при посадке не передавать полный вес бурильной

колонны на аварийное оборудование во избежание осложнений.

После ввода труболовки в аварийные трубы медленно приподнимают

р

инструмент

для захватан

ловимой колонны трубы. Увеличение нагрузки по

показанию индикат ра веса свидетельствует о захвате ловимой колонны труб.

Расхаживаниемо

в пределах грузоподъемности труболовки поднимают

захваченные

рубы. После подъема труболовки ее освобождают от захваченной

к